C02/H2S对油气管材的腐蚀规律及研究进展

综述了CO2、H2S在单独作用和共存条件下对油气管材的腐蚀机理及影响因素，提出了针对CO2／H2S腐蚀开发经济型油管的设想。     

CO2/H2S对油气管材的腐蚀规律

本文综述了CO2、H2S对油气管材的腐蚀机理及影响因素,提出了开发经济型油管的设想.     

油气管道CO2/H2 S腐蚀及防护技术研究进展

CO2和H2S是油气管道中主要的腐蚀介质,两者往往同时存在于原油和天然气之中,是造成油气输送管道内腐蚀发生的主要原因之一,甚至会导致管道失效、穿孔、泄漏、开裂等现象,严重威胁了管网的安全运行及正常生产。因此CO2和H2S引起的管道腐蚀问题,已成为当前研究的热点问题。针对油气管道日益严重的CO2和H2S腐蚀问题,综述了CO2单独存在、H2S单独存在以及CO2和H2S共同存在三种体系中油气管道的腐蚀过程,得出了在这三种腐蚀体系下油气管道出现的主要腐蚀行为规律以及腐蚀机理。阐述了CO2和H2S共同存在体系下,缓蚀剂、耐蚀性管材、电化学防腐技术、管道内涂层技术等先进的油气管道腐蚀防护技术,并剖析了这些防护措施各自的特点及在实际工程使用中的优势和局限性。最后,展望了CO2和H2S共存体系的进一步研究方向以及更经济、更有效的防腐措施发展前景。     

声发射在线监测酸性环境下油气管材腐蚀研究综述

高含H2S或特高含H2S气藏越来越多投入开发利用,给油气管材带来的腐蚀问题受到极大关注。声发射(AE)是一种无损在线监测技术,具有在酸性环境下在线监测油气管材腐蚀的潜在应用。在前人研究的基础上,综述了声发射在线监测腐蚀的原理以及从声发射波形信号中能提取到的与酸性环境下油气管材腐蚀相关的计数、绝对能量(ABS)、累计能量、上升时间/幅度(RA)、平均频率(AVG frequency)以及振幅分布值b值等参数,并基于这些参数对气泡破裂、点蚀以及腐蚀裂纹产生等过程、腐蚀类型识别以及腐蚀源定位进行了综合分析。声发射在线监测技术在一定程度上能够有效识别酸性环境下油气管材腐蚀过程、类型以及定位腐蚀源,从而提高腐蚀检出能力。声发射在线监测技术对酸性环境下油气管道腐蚀防护与监测具有重要意义。     

注空气驱管材的腐蚀与防护研究现状

注空气驱过程中的管材腐蚀问题非常突出,严重制约着注空气驱技术的推广应用。本文论述了注空气驱过程中的腐蚀与防护研究,其主要包括注气井的氧腐蚀和生产井的CO2腐蚀、CO2/O2腐蚀以及CO2/H2S腐蚀,并介绍了其中各类腐蚀的腐蚀机理、影响因素和防护措施。     

电网铜材在含H_2S大气中的腐蚀研究现状

铜材在H2S环境中引起的腐蚀及其所造成的损失已经受到广泛关注。论述了铜在含H2S大气环境中的腐蚀规律、腐蚀机理和腐蚀行为。分析了影响铜在含H2S大气中腐蚀的环境因素,介绍了大气环境腐蚀性的评估方法及腐蚀产物分析手段,并指出了相关的腐蚀防护措施。     

储气库用注采管汇腐蚀因素分析

结合某气田储气库注采管汇实际的工况条件,应用失重法考察H2S含量、Cl浓度、温度、压力等四个因素对注采管材腐蚀的影响。实验结果表明,该气田工况条件下,储气库注采管汇处于较为严重的腐蚀程度;对腐蚀数据进行了单因素方差分析;方差分析结果显示,四种因素对腐蚀均具有较为显著的影响;根据方差分析结果,排列了在该气田工况条件下四个因素对注采管材腐蚀影响的不同程度,从大到小依次为H2S含量、温度、压力、Cl-浓度。该实验结果对气田进行注采管材的防腐工作具有重要的指导意义。     

基于优化随机森林的H2S腐蚀产物类型及腐蚀速率预测

目的研究H2S环境下碳钢腐蚀产物类型及失重腐蚀速率预测模型,为含硫油气田管道腐蚀防护设计与选材提供依据。方法整合H2S腐蚀模拟实验数据,采用随机森林算法对各腐蚀因素重要性进行排序,一方面以腐蚀产物类型为输出量,通过随机森林分类算法建立硫铁腐蚀产物类别预测模型,另一方面以腐蚀速率为输出量,通过随机森林回归算法建立腐蚀速率预测模型,并与其他模型进行比较。运用网格搜索方法对各类算法的超参数进行优选,以提高预测可靠性。结果随机森林算法得出的影响H2S腐蚀产物类型的因素重要性排序为:H2S分压、温度、pH值、实验周期、总压、CO2分压。基于网格搜索优化的随机森林分类模型交叉验证得分超过0.9,f1得分达到0.96,优于其他三种常用分类模型。采用网格搜索优化的随机森林回归模型预测结果与实际值的均方误差为0.86%。相关系数R值为0.979,优于其他两个回归模型。结论网格搜索优化后的随机森林分类、回归模型对含H2S复杂环境下的碳钢腐蚀产物类型及腐蚀速率预测准确性较高,能够为油气田管道腐蚀防护提供参考。     

CO2对油气管材的腐蚀规律及预测防护

综述了油气管材的CO2腐蚀机理及影响因素，并对两个腐蚀速率预测模型进行了比较，分析评价了各种常用防腐技术的特点，指出了防腐技术确定原则，同时讨论了油气管材CO2腐蚀的国内外研究水平和趋势.     

炼油工业中H_2S的腐蚀

综述了含H2 S介质中材料的各种腐蚀形态 ,阐述了H2 S腐蚀发生的机理和影响因素 (外部环境 ,材料条件等 ) .介质温度和浓度对腐蚀有较大的影响 ;腐蚀过程中析出的H是引起SSCC的重要因素 ;硬度、夹杂和带状组织降低材料对H2 S腐蚀开裂的阻力 .     

渤海油田井下管柱CO2腐蚀规律与防腐选材现状

随着渤海油田的快速发展,CO2腐蚀成为阻碍油气田开发的关键因素之一,由 CO2引起的油气井管材腐蚀破坏问题日益严峻,严重影响井下管柱的使用寿命,制约着渤海油田降本增效的发展目标。综述了CO2对井下管柱的腐蚀机理及影响因素,总结了渤海油田中油气产量较高区块的CO2腐蚀情况及防腐选材研究现状,针对性调研了绥中36-1、埕北等10个油田的生产井的CO2分压、温度分布及腐蚀情况,探讨了渤海油田水介质、pH值、CO2分压、温度对CO2腐蚀的影响规律。结果表明CO2分压小于0.023 MPa时,碳钢油管未发现严重腐蚀;当CO2分压超过0.2 MPa时,井下管柱腐蚀破坏率迅速增加, CO2分压为0.3 MPa时,碳钢油管腐蚀比例约为19.15%,这和理论研究一致。在渤海油田油气开发生产过程中,各种因素可能同时出现,并相互作用,加剧管材的 CO2腐蚀。合金元素 Cr能显著提高油套管的抗腐蚀性,低Cr钢具有良好的耐腐蚀性能和经济性,未来低Cr油套管在渤海油田的适应性评价需要开展进一步的研究。     

L80油管钢在CO2/H2S环境中的腐蚀行为

目的：研究L80油管在CO2/H2S环境中的腐蚀行为。方法利用扫描电镜（SEM）、EDAX能谱分析L80油管内壁腐蚀产物形貌特征和化学组成,采用高温高压反应釜,以实际油水分离的水样为腐蚀介质进行模拟实验,研究原油含水率、CO2/H2S 分压和温度对 L80油管腐蚀速率的影响规律。结果在CO2/H2S环境中,L80油管内壁呈现明显的局部腐蚀特征,部分表面点蚀坑深度超过100μm,形成FeS、FeCO3等腐蚀产物。随着含水率的增加,L80油管腐蚀速率逐渐增大,含水率为30%时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,含水率为100%时的腐蚀速率为0.0952 mm/a。CO2分压不变时,随着 H2S分压的增加,L80钢的腐蚀速率增大,H2S分压为0.04 MPa时的腐蚀速率为0.0377 mm/a,H2S分压为0.3 MPa时的腐蚀速率为0.0952 mm/a;H2S分压不变时,随着CO2分压的增大,L80钢腐蚀速率变化不明显且腐蚀速率较小。随着温度的升高,腐蚀速率先以较大幅度增大,再以较小幅度减小,从40℃增加至100℃时,腐蚀速率由0.0083 mm/a升至0.1264 mm/a,100℃左右时的腐蚀速率最大,120℃对应的腐蚀速率为0.106 mm/a。结论 L80油管在CO2/H2S环境中以均匀腐蚀和局部点蚀为主。L80油管腐蚀速率对H2S分压比CO2分压更敏感,CO2分压增大促使具有良好保护性的FeCO3保护膜的形成,降低了腐蚀速率。温度升高至一定范围,导致碳酸盐等难溶性盐溶解度降低,并覆盖在钢表面形成保护层,从而使腐蚀速率下降。     

含低H_2S和中等CO_2气井的电化学腐蚀问题研究

对近年来某气田低含H2S、中含CO2气井在不同产水量和产出水矿化度下的井筒碳钢管柱的腐蚀情况进行了分类分析,通过理论和室内试验研究了影响油管腐蚀的主要参数条件,明确电化学腐蚀特征.发现导致油管严重腐蚀和局部穿孔的主因是高矿化度的地层产出水、复杂的井下环境参数和特定的H2S/CO2分压,为今后减缓和控制腐蚀提出了研究方向.     

海上油田注水开采中H2S成因及油管腐蚀分析

目的探究海上油田注水开采中H_2S成因及油管腐蚀机理,对H_2S有效防治和油管防腐材质优选具有重要意义。方法首先对现场取得的气样、注水样、油样及井口缓蚀剂进行化学检测,然后进行硫酸盐还原菌(SRB)培养验证试验、SRB生长特性研究,最后对废弃L80油管进行腐蚀行为分析。结果气样中存在H_2S,部分生产井H_2S的体积分数高达0.03%,但注水样、油样的水相组分和井口缓蚀剂均未检测到硫化物,排除注入过程中携带H_2S的可能性。PGC培养基中生长了SRB菌落,证明地层产出水中含有SRB。该油田SRB菌株的最佳生长温度为55~65℃,p H为5.5~6.0。添加Na NO2后,H_2S质量浓度一直极低(0.5 mg/L),192 h后菌浓才开始增加,抑制效果良好。废弃L80油管裂纹宽度为20~50μm,裂纹宽度较窄,硫化物应力开裂(SSC)的风险较小。点蚀坑深度小于50μm,表面没有较大较深的点蚀坑,腐蚀速率较低。结论 SRB在厌氧条件下通过生物膜内产生的氢将SO42-还原为H_2S,所以注水开采过程中的H_2S为次生,注水井水质不达标是导致该油田H_2S产生的根本原因。L80油管在SRB-CO2腐蚀体系中发生了微生物腐蚀(MIC),且次生H_2S对油管腐蚀较初生H_2S轻微。推荐该油田在后期开发中按照次生H_2S进行油管防腐材质优选,适当降低防腐级别,节约作业成本,该研究成果具有良好的推广价值。     

模拟油田H_2S/CO_2环境中油管钢的动态腐蚀行为研究

在模拟油田CO2/H2S共存的腐蚀环境中,研究了温度、CO2分压、H2S分压对N80、P110两种油管钢动态腐蚀行为的影响。结果表明,在实验参数范围内,随着温度、CO2分压、H2S分压的变化,两种材质的动态腐蚀速率都呈现了先增大后减小的变化趋势,且P110钢的腐蚀速率大于N80钢的腐蚀速率。     

高温高压气井管柱腐蚀现状及未来研究展望

高温、高压、高腐蚀性介质引起的管柱腐蚀问题已成为国内外高温高压气井井筒完整性的巨大威胁和挑战。首先分析了我国塔里木盆地高温高压气井管柱服役工况环境、作业生产工艺、管柱受力情况以及腐蚀现状,重点回顾了国内外高温高压气井增产改造阶段酸化液引起的腐蚀、氯离子/硫化氢/环空保护液引起的应力腐蚀开裂、管柱接头缝隙腐蚀3种主要的失效形式,同时结合文献研究和现场失效案例分析总结了管柱腐蚀机理和规律。最后总结了高温高压气井管柱未来5大研究方向:基于生命全周期选材评价、15Cr和17Cr新管材、特殊管材酸化缓蚀剂、环空保护液应力腐蚀开裂敏感性、全尺寸管柱腐蚀实验方法。     

海上某油田高温高压水蒸汽对热采井管柱腐蚀问题研究

随着稠油开采的投入逐年增大,稠油热采技术成为石油行业研究的热门。稠油热采中,蒸汽吞吐通常作为油田规模蒸汽驱开发之前的先导开发方式。但是,高温高压蒸汽进入油管后,可能会对油管造成腐蚀和结垢。尤其在氮气纯度不够时,会携带有氧气,这样会对热采井管柱造成严重腐蚀。再者,考虑到热采井套管承受高温、高压引起的交变热应力的影响,腐蚀后的管柱管壁减薄或者局部穿孔,这些情况极易造成管柱形变和断裂。因此对高温高压氧腐蚀研究的开展就显得尤为重要。本文从不同氧含量、不同高温、不同水质情况等因素研究了高温高压蒸汽对热采井管柱腐蚀问题。     

高Cl~-条件下H_2S分压对P110钢腐蚀速率的影响

利用高温高压釜设备模拟油气田环境并辅以失重法,研究了高Cl-条件下H2S分压对P110钢腐蚀速率的影响,结果表明:P110钢的腐蚀速率随着H2S分压的增大呈先增大后减小的趋势,且在0.06 MPa时取得最大值;采用扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射(XRD)和X射线能谱仪(EDS)技术对腐蚀产物膜进行分析知:H2S分压通过影响腐蚀产物膜厚度、微观吸附形貌和表面膜成分等,进而影响了P110钢的腐蚀速率.     

H2S分压对油管钢CO2/H2S腐蚀的影响

1974-）,男,硕士研究生,研究方向为腐蚀与防护.〖ZK)〗 Tel：0379-4231846〓E-mail：FQ)〗〖HT〗〖HJ〗〖HT5”SS〗 〖JZ(〗〖HT2H〗〖STHZ〗〖WTHZ〗 采用高温高压釜,辅以失重法和扫描电镜,对不同H2S分压下(1.4 kPa,20 kPa,60 kPa,120 kPa)油管钢N80、P110的CO2/H2S腐蚀进行了研究.结果表明,在试验H2S分压范围内,随着H2S分压的升高,两种钢的腐蚀速率先增后降,且都在H2S分压为20 kPa时取得最大值. 